RU2006134038A - OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES AND METHODS FOR USING OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES - Google Patents

OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES AND METHODS FOR USING OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES Download PDF

Info

Publication number
RU2006134038A
RU2006134038A RU2006134038/03A RU2006134038A RU2006134038A RU 2006134038 A RU2006134038 A RU 2006134038A RU 2006134038/03 A RU2006134038/03 A RU 2006134038/03A RU 2006134038 A RU2006134038 A RU 2006134038A RU 2006134038 A RU2006134038 A RU 2006134038A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
carbon atoms
hydrocarbons
hydrocarbon mixture
mixture contains
less
Prior art date
Application number
RU2006134038/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2389870C2 (en
Inventor
Роберт С. ЛЕСЦ (US)
Роберт С. Лесц
Гари П. ФАНКХАУЗЕР (US)
Гари П. Фанкхаузер
Роберт С. ТЭЙЛОР (CA)
Роберт С. ТЭЙЛОР
Одис К. БЕРД (US)
Одис К. БЕРД
Рональд Дж. ДАСТЕРХОФТ (US)
Рональд Дж. Дастерхофт
Дэвид Брайан АТТАУЭЙ (US)
Дэвид Брайан АТТАУЭЙ
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. (Us)
Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк.
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US)
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. (Us), Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк., ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US), ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. (Us)
Publication of RU2006134038A publication Critical patent/RU2006134038A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2389870C2 publication Critical patent/RU2389870C2/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/34—Organic liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/64—Oil-based compositions
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925—Completion or workover fluid

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

1. Способ обработки подземной формации, включающий получение обслуживающей текучей среды, содержащей углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С) до одиннадцати атомов углерода (С); и размещение обслуживающей текучей среды в подземной формации.2. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С) до десяти атомов углерода (С).3. Способ по п.1, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С).4. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.5. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С).6. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С).7. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.8. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.9. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофос1. A method of treating a subterranean formation, comprising obtaining a service fluid containing a hydrocarbon mixture, in which the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from 6 carbon atoms (C) to eleven carbon atoms (C); and placing the service fluid in the subterranean formation. The method of claim 1, wherein the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from seven carbon atoms (C) to ten carbon atoms (C). The method of claim 1, wherein about 85% of the hydrocarbon mixture comprises hydrocarbons having eight carbon atoms (C), hydrocarbons having nine carbon atoms (C), or a mixture of hydrocarbons having eight carbon atoms (C) and hydrocarbons having nine carbon atoms (C).4. The method of claim 1, wherein the hydrocarbon mixture has a Reid vapor pressure of less than about 2 psi. The method of claim 1, wherein the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C). The method of claim 1 wherein the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C). The method of claim 1, wherein the servicing fluid further comprises a gelling agent present in an amount in the range of from about 0.1% to about 2.5% by weight of the hydrocarbon mixture. The method of claim 7 wherein the gelling agent comprises a polyvalent ferric iron or aluminum metal complex of an alkyl phosphonic acid ester. The method of claim 7 wherein the gelling agent comprises a polyvalent ferric iron or aluminum metal complex of orthophos ether

Claims (59)

1. Способ обработки подземной формации, включающий получение обслуживающей текучей среды, содержащей углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11); и размещение обслуживающей текучей среды в подземной формации.1. A method of treating an underground formation, comprising obtaining a service fluid containing a hydrocarbon mixture, in which the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from 6 carbon atoms (C 6 ) to eleven carbon atoms (C 11 ); and the placement of the service fluid in the subterranean formation. 2. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).2. The method according to claim 1, in which the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from seven carbon atoms (C 7 ) to ten carbon atoms (C 10 ). 3. Способ по п.1, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).3. The method according to claim 1, in which about 85% of the hydrocarbon mixture contains hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ), hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ), or a mixture of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ) , and hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ). 4. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.4. The method according to claim 1, in which the hydrocarbon mixture has a vapor pressure Reid below about 2 pounds per square inch. 5. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).5. The method according to claim 1, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 6. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).6. The method according to claim 1, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ). 7. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.7. The method according to claim 1, wherein the service fluid further comprises a gelling agent present in an amount in the range of from about 0.1% to about 2.5% by weight of the hydrocarbon mixture. 8. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.8. The method according to claim 7, in which the gelling agent comprises a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum alkylphosphonic acid ester. 9. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.9. The method according to claim 7, in which the gelling agent comprises a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum phosphoric acid ester. 10. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.10. The method according to claim 7, in which the gelling agent includes a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum of asymmetric dialkylphosphinic acid. 11. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит LPG текучую среду.11. The method according to claim 1, wherein the service fluid further comprises an LPG fluid. 12. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит частицы.12. The method according to claim 1, in which the servicing fluid further comprises particles. 13. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.13. The method according to claim 1, in which the serving fluid further comprises a gel disruptor of a delayed action. 14. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).14. The method according to claim 1, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ); about 5% of hydrocarbons having seven carbon atoms (C 7 ); about 44% of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ); about 43% of hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ); about 8% of hydrocarbons having ten carbon atoms (C 10 ); and less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 15. Способ по п.14, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).15. The method according to 14, in which the hydrocarbon mixture essentially does not contain hydrocarbons having more than eleven carbon atoms (C 11 ). 16. Способ гидравлического разрыва пласта подземной формации, включающий стадию размещения текучей среды разрыва, содержащей углеводородную смесь, в подземную формацию при давлении, достаточном для создания по меньшей мере одного гидравлического разрыва пласта в ней, причем углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11).16. A method of hydraulic fracturing of an underground formation, comprising the step of placing a fracturing fluid containing a hydrocarbon mixture in an underground formation at a pressure sufficient to create at least one hydraulic fracturing of the formation, wherein the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from 6 carbon atoms (C 6 ) to eleven carbon atoms (C 11 ). 17. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).17. The method according to clause 16, in which the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from seven carbon atoms (C 7 ) to ten carbon atoms (C 10 ). 18. Способ по п.16, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).18. The method according to clause 16, in which about 85% of the hydrocarbon mixture contains hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ), hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ), or a mixture of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ) , and hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ). 19. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.19. The method according to clause 16, in which the hydrocarbon mixture has a vapor pressure Reid below about 2 pounds per square inch. 20. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более чем десять атомов углерода (С10).20. The method according to clause 16, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 21. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).21. The method according to clause 16, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ). 22. Способ по п.16, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.22. The method according to clause 16, in which the serving fluid further comprises a gelling agent, present in an amount in the range from about 0.1% to about 2.5 wt.% Hydrocarbon mixture. 23. Способ по п.22, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.23. The method according to item 22, in which the gelling agent includes a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum alkylphosphonic acid ester. 24. Способ по п.22, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.24. The method according to item 22, in which the gelling agent includes a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum phosphoric acid ester. 25. Способ по п.22, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.25. The method according to item 22, in which the gelling agent includes a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum of an asymmetric dialkylphosphinic acid. 26. Способ по п.16, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит LPG текучую среду.26. The method according to clause 16, in which the fracturing fluid further comprises an LPG fluid. 27. Способ по п.16, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит частицы.27. The method according to clause 16, in which the fracture fluid further comprises particles. 28. Способ по п.16, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.28. The method according to clause 16, in which the fracture fluid further comprises a delayed action gel disruptor. 29. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).29. The method according to clause 16, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ); about 5% of hydrocarbons having seven carbon atoms (C 7 ); about 44% of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ); about 43% of hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ); about 8% of hydrocarbons having ten carbon atoms (C 10 ); and less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 30. Способ по п.29, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).30. The method according to clause 29, in which the hydrocarbon mixture essentially does not contain hydrocarbons having more than eleven carbon atoms (C 11 ). 31. Способ размещения гравийной набивки в подземную зону, включающий получение композиции гравийной набивки, включающей частицы гравия и углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11); и введение композиции гравийной набивки в ствол скважины так, чтобы частицы гравия образовали гравийную набивку по существу рядом со стволом скважины.31. A method of placing a gravel pack in an underground zone, comprising obtaining a gravel pack composition comprising gravel particles and a hydrocarbon mixture, in which the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from six carbon atoms (C 6 ) to eleven carbon atoms ( C 11 ); and introducing the gravel pack composition into the wellbore so that the gravel particles form a gravel pack substantially adjacent to the wellbore. 32. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).32. The method according to p, in which the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from seven carbon atoms (C 7 ) to ten carbon atoms (C 10 ). 33. Способ по п.31, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).33. The method according to p, in which about 85% of the hydrocarbon mixture contains hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ), hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ), or a mixture of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ) , and hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ). 34. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.34. The method according to p, in which the hydrocarbon mixture has a vapor pressure Reid below about 2 pounds per square inch. 35. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).35. The method according to p, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 36. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).36. The method according to p, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ). 37. Способ по п.31, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.37. The method according to p, in which the servicing fluid further comprises a gelling agent, present in an amount in the range from about 0.1% to about 2.5 wt.% Hydrocarbon mixture. 38. Способ по п.37, в котором гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.38. The method according to clause 37, in which the gelling agent contains a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum alkylphosphonic acid ester. 39. Способ по п.37, в котором гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.39. The method according to clause 37, in which the gelling agent contains a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum phosphoric acid ester. 40. Способ по п.37, в котором гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.40. The method according to clause 37, in which the gelling agent contains a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum of asymmetric dialkylphosphinic acid. 41. Способ по п.31, в котором гравийная композиция дополнительно содержит LPG текучую среду.41. The method according to p, in which the gravel composition further comprises an LPG fluid. 42. Способ по п.31, в котором гравийная композиция дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.42. The method according to p, in which the gravel composition further comprises a destructive gel disruptor. 43. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).43. The method according to p, in which the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ); about 5% of hydrocarbons having seven carbon atoms (C 7 ); about 44% of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ); about 43% of hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ); about 8% of hydrocarbons having ten carbon atoms (C 10 ); and less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 44. Способ по п.44, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).44. The method according to item 44, in which the hydrocarbon mixture essentially does not contain hydrocarbons having more than eleven carbon atoms (C 11 ). 45. Подземная обслуживающая текучая среда, включающая углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11).45. An underground service fluid comprising a hydrocarbon mixture in which the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from 6 carbon atoms (C 6 ) to eleven carbon atoms (C 11 ). 46. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).46. The service fluid of claim 45, wherein the hydrocarbon mixture contains at least about 65% hydrocarbons having from seven carbon atoms (C 7 ) to ten carbon atoms (C 10 ). 47. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).47. The service fluid of claim 45, wherein about 85% of the hydrocarbon mixture contains hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ), hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ), or a mixture of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ), and hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ). 48. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.48. The service fluid of claim 45, wherein the hydrocarbon mixture has a Reid vapor pressure below about 2 psi. 49. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).49. The service fluid of claim 45, wherein the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 50. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).50. The service fluid of claim 45, wherein the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ). 51. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.51. The service fluid of claim 45, wherein the service fluid further comprises a gelling agent present in an amount in the range of about 0.1% to about 2.5% by weight of the hydrocarbon mixture. 52. Обслуживающая текучая среда по п.51, в которой гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.52. The service fluid of claim 51, wherein the gelling agent comprises a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum alkylphosphonic acid ester. 53. Обслуживающая текучая среда по п.51, в которой гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.53. The service fluid of claim 51, wherein the gelling agent comprises a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum phosphoric acid ester. 54. Обслуживающая текучая среда по п.51, в которой гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.54. The service fluid of claim 51, wherein the gelling agent comprises a polyvalent metal complex of ferric iron or aluminum of asymmetric dialkylphosphinic acid. 55. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит LPG текучую среду.55. The service fluid of claim 45, wherein the service fluid further comprises LPG fluid. 56. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит частицы.56. The service fluid of claim 45, wherein the service fluid further comprises particles. 57. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.57. The service fluid according to item 45, in which the service fluid further comprises a delayed action gel disruptor. 58. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).58. The service fluid of claim 45, wherein the hydrocarbon mixture contains less than about 1% hydrocarbons having less than seven carbon atoms (C 7 ); about 5% of hydrocarbons having seven carbon atoms (C 7 ); about 44% of hydrocarbons having eight carbon atoms (C 8 ); about 43% of hydrocarbons having nine carbon atoms (C 9 ); about 8% of hydrocarbons having ten carbon atoms (C 10 ); and less than about 1% hydrocarbons having more than ten carbon atoms (C 10 ). 59. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).59. The service fluid of claim 45, wherein the hydrocarbon mixture is substantially free of hydrocarbons having more than eleven carbon atoms (C 11 ).
RU2006134038/03A 2004-02-26 2005-02-14 Optimised hydrocarbon mixtures and methods of using optimised hydrocarbon mixtures RU2389870C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/788,147 US7168490B2 (en) 2004-02-26 2004-02-26 Optimized hydrocarbon blends and methods of using optimized hydrocarbon blends
US10/788,147 2004-02-26

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006134038A true RU2006134038A (en) 2008-04-10
RU2389870C2 RU2389870C2 (en) 2010-05-20

Family

ID=34886935

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006134038/03A RU2389870C2 (en) 2004-02-26 2005-02-14 Optimised hydrocarbon mixtures and methods of using optimised hydrocarbon mixtures

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7168490B2 (en)
AR (1) AR049776A1 (en)
CA (1) CA2557413C (en)
RU (1) RU2389870C2 (en)
WO (1) WO2005083031A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9683432B2 (en) 2012-05-14 2017-06-20 Step Energy Services Llc Hybrid LPG frac

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6544934B2 (en) * 2001-02-23 2003-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US8119575B2 (en) * 2001-02-23 2012-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US7293611B2 (en) * 2004-02-26 2007-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. CO2 miscible optimized hydrocarbon blends and methods of using CO2 miscible optimized hydrocarbon blends
US7261158B2 (en) * 2005-03-25 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Coarse-foamed fracturing fluids and associated methods
US8276659B2 (en) * 2006-03-03 2012-10-02 Gasfrac Energy Services Inc. Proppant addition system and method
CA2538936A1 (en) * 2006-03-03 2007-09-03 Dwight N. Loree Lpg mix frac
US8541347B2 (en) * 2007-01-26 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrocarbon-acid emulsion compositions and associated methods
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3846310A (en) * 1972-03-03 1974-11-05 Exxon Production Research Co Hydraulic fracturing method using gelled hydrocarbons
US3954626A (en) * 1973-09-24 1976-05-04 The Dow Chemical Company Well treating composition and method
US4622155A (en) * 1984-03-13 1986-11-11 Halliburton Company Method for fracturing subterranean formations
US4701270A (en) * 1985-02-28 1987-10-20 Canadian Fracmaster Limited Novel compositions suitable for treating deep wells
CA1268325A (en) * 1987-11-13 1990-05-01 Loree, Dwight N. Fracturing process for low permeability reservoirs employing a compatible hydrocarbon-liquid carbon dioxide mixture
US5057233A (en) * 1988-01-11 1991-10-15 Nalco Chemical Company Hydrocarbon geller and method for making the same
US5202035A (en) * 1990-07-16 1993-04-13 Nalco Chemical Company Liquid aluminum phosphate salt gelling agent
US5110485A (en) * 1990-07-16 1992-05-05 Nalco Chemical Company Liquid aluminum phosphate salt gelling agent
US5571315A (en) * 1994-03-14 1996-11-05 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US5614010A (en) * 1994-03-14 1997-03-25 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US5417287A (en) * 1994-03-14 1995-05-23 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US5846915A (en) * 1995-10-26 1998-12-08 Clearwater, Inc. Delayed breaking of gelled hydrocarbon fracturing fluid
US6297201B1 (en) * 1996-02-06 2001-10-02 Ethox Chemicals Inc Hydrocarbon gelling compositions useful in fracturing formation
US6149693A (en) * 1996-02-06 2000-11-21 Ethox Chemicals, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US7328744B2 (en) * 2001-02-23 2008-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US6544934B2 (en) * 2001-02-23 2003-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US6511944B2 (en) 2001-02-23 2003-01-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
RO120498B1 (en) * 2003-06-13 2006-02-28 Nicolae Şlemcu Composition and process for treating oils

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9683432B2 (en) 2012-05-14 2017-06-20 Step Energy Services Llc Hybrid LPG frac

Also Published As

Publication number Publication date
WO2005083031A8 (en) 2006-11-16
CA2557413C (en) 2011-01-04
CA2557413A1 (en) 2005-09-09
AR049776A1 (en) 2006-09-06
US20050189111A1 (en) 2005-09-01
US7168490B2 (en) 2007-01-30
RU2389870C2 (en) 2010-05-20
WO2005083031A1 (en) 2005-09-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2006134038A (en) OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES AND METHODS FOR USING OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES
CA2514140C (en) Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids having reduced phosphorus volatility and their associated methods of use and preparation
CA2644169A1 (en) Compositions and methods for treating subterranean formations with liquefied petroleum gas
US6004908A (en) Rapid gel formation in hydrocarbon recovery
AU2009248462B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
CA2530239A1 (en) Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same
AU777810B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US20030228985A1 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
RU2006134027A (en) MIXED WITH CO2 OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES AND METHODS OF USE OF MIXED WITH CO2 OPTIMIZED HYDROCARBON MIXTURES
BR112016011191B1 (en) METHOD TO CONSOLIDATE SOLID MATERIALS DURING UNDERGROUND TREATMENT OPERATIONS
US8377854B2 (en) Low volatile phosphorous gelling agent
CN102899013A (en) Clastic sandstone gas reservoir acidizing fluid
CN103254885A (en) High-density fracturing fluid capable of slowing crosslinking and resisting high temperature
WO2010016947A1 (en) Well stimulation
Cairns et al. From design to practice: Development of new acid platforms to address upstream oil and gas production challenges
AU2013260248A1 (en) Fracturing fluid for secondary gas production
US9518212B2 (en) Low volatile phosphorous gelling agent
CA2649275A1 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
AU2004203288B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170215